Aktualia ropy naftowej i gazu ziemnego.
Jerzy Zagórski*
Polska. Informacja z 28 lutego br. o
na-byciu przez PGNiG SA za kwotê 360 mln USD 15% udzia³ów w 3 koncesjach pro-dukcyjnych na Morzu Norweskim jest bardzo dobr¹ wiadomoœci¹ dla sektora naftowego. Po d³ugim okresie zastoju w przygotowaniach do zró¿nicowania
Ÿróde³ zaopatrzenia w ropê i gaz
osi¹gniêto powa¿ny postêp. Koncesje dotycz¹ z³ó¿ Skarv i Snadd o ³¹cznych zasobach 15,7 mln t
ropy naftowej oraz kondensatu 35,8 mld m3
gazu ziemnego i 5,8 mln t gazoliny. Z³o¿e Skarv zosta³o odkryte w 1998 r. poprzez otwór poszukiwawczy 6507/5-1. Ponadto, odwier-cono tam 4 otwory rozpoznawcze i we wszystkich stwier-dzono objawy ropy, gazu lub kondensatu. Z³o¿e Skarv wystêpuje w obrêbie 5 bloków produkcyjnych. W strefie s¹siedniego z³o¿a Snadd (odkrytego w 2000 r.) wykona-no jeden otwór poszukiwawczy z objawami gazu. W
naj-bli¿szym czasie zostanie opracowany projekt
za-gospodarowania tych z³ó¿. Rozpoczêcie wydobycia planu-je siê na 2011 r. Udzia³y w z³o¿ach zakupiono od Mobil
Development Norway AS, oddzia³u ExxonMobil,
najwiêk-szego koncernu naftowego. Transakcja jest obwarowana kilkoma warunkami, m. in. konieczne jest uzyskanie zgody norweskiego Ministerstwa Ropy Naftowej i Energii. Ope-ratorem koordynuj¹cym rozpoznanie i wydobycie jest
British Petroleum. Komunikat PGNiG SA podaje, ¿e
nak³ady inwestycyjne, zwi¹zane z udostêpnieniem oma-wianych z³ó¿, wynios¹ 600 milionów USD. Eksploatacja ropy naftowej bêdzie prowadzona przy wykorzystaniu stat-ku FPSO (Floating Production, Storage and Offloading), natomiast gaz ziemny bêdzie odbierany przez po³¹czenie z gazoci¹giem Aasgard. Niedawno zawarto kontrakt o war-toœci 400 mln USD na budowê w stoczni Samsung jed-nostki FPSO z terminem ukoñczenia kad³uba w 2010 r. Statek o d³ugoœci 292 m i sze- rokoœci 50,6 m jest przewi-dziany dla 100-osobowej za³ogi.
Jedn¹ ze spó³ek zale¿nych PGNiG SA, która dobrze radzi sobie zarówno na rynku krajowym, jak i zagranic¹, jest Geofizyka Toruñ. Podczas Wielkiej Gali Liderów Pol-skiego Biznesu w lutym br. prezes Geofizyki Toruñ, Sta-nis³aw Zoñ, odebra³ Z³ot¹ Statuetkê Lidera Polskiego Biznesu’2006. Toruñska firma zosta³a uhonorowana za
doskona³e wyniki ekonomiczne, sta³e zwiêkszanie miejsc pracy, dzia³alnoœæ inwestycyjn¹ oraz hojnoœæ okazywan¹ potrzebuj¹cym.
OPEC. Na 144. Zwyk³ej Konferencji OPEC, która
odby³a siê w Wiedniu 15 marca br., nie zapad³y decyzje w sprawie zmian w limitach wydobycia. Cz³onkowie OPEC
zgodzili siê z ocen¹ komitetu monitoruj¹cego, który uzna³, ¿e poda¿ ropy na rynku œwiatowym jest wystar-czaj¹ca, a poziom rezerw w krajach OECD — znaczny, aczkolwiek utrzymuje siê du¿a zmiennoœæ cen. W tej sytuacji zdecydowano o utrzymaniu dotychczasowego poziomu wydobycia tj. 3576,8 tys. t/d (26,3 mln b/d). Nastêpna konferencja OPEC zosta³a wyznaczona na 11.09.2007 r.
Wêgry. Informacje prasowe o odkryciu ogromnego
z³o¿a gazu ziemnego w niecce Makó brzmia³y sensacyjnie, jednak 12 lutego br. zosta³y potwierdzone oficjalnym komunikatem firmy Falcon Oil & Gas Ltd. i opini¹ wydan¹ przez wêgiersk¹ S³u¿bê Geologiczn¹. Zasoby wydobywal-ne œrodkowej czêœci niecki Makó, obliczowydobywal-ne ³¹cznie dla
formacji Szolnok i Endröd (miocen), wynosz¹ 1,55 bln m3
gazu. Dla porównania: odkryte w 1959 r. holenderskie
z³o¿e Groningen mia³o zasoby 2,06 bln m3
gazu. Zadania ujête w programie prac z 2005 r. s¹ konsekwentnie realizo-wane. Dotyczy to projektowanych wierceñ poszukiwaw-czych i konturuj¹cych w obrêbie koncesji Makó i Tisza, wyznaczenia najwa¿niejszych stref z³o¿owych i przygoto-wañ do uruchomienia wydobycia. Dziêki wierceniom kon-turuj¹cym okreœlono zasiêg g³ównej akumulacji gazu ziemnego w centrum basenu. Umo¿liwi³o to ustalenie warunków przyznania koncesji produkcyjnej na okres 35 lat, z mo¿liwoœci¹ przed³u¿enia na nastêpne 17,5 roku. Pro-jekt udostêpnienia zasobów gazu ziemnego w formacji Szolnok zosta³ zaaprobowany przez rz¹d wêgierski. Pro-jekt ten obejmuje wiercenia eksploatacyjne osi¹gaj¹ce sp¹g formacji Szolnok o g³êbokoœci od 3000 do 4500 m. Przeciêtny koszt jednego otworu wyniesie od 5,3 do 7,7 mln . Warunki wiertnicze s¹ tam trudne, poniewa¿ napo-tkano na bardzo wysokie ciœnienia i temperatury. W otwo-rze Mako-6, który osi¹gn¹³ g³êbokoœæ 5692 m, ciœnienie
dochodzi³o do 1163 atm, a temperatura — do 238° C, z tego
powodu nie wykonano dotychczas pe³nego opróbowania, firma Falcon zamierza sprowadziæ tam specjaln¹ aparatu-rê. Innym problemem mo¿e byæ wystêpowanie siarkowo-doru. W otworze Szekkutas-1 po szczelinowaniu w
utwo-rach triasowych pojawi³y siê niewielkie iloœci H2S.
Kolej-nym pozytywKolej-nym otworem by³o wiercenie Magyarcsa-nad-1, w którym na g³êbokoœci 4057 m w formacji Endröd stwierdzono wystêpowanie gazu pod ciœnieniem 272 atm. Otwór Mako-7, przy którym prace wiertnicze ukoñczono 21.12.2006 r., jest najg³êbszym otworem wiertniczym na Wêgrzech — o rekordowej g³êbokoœci 6085 m.
Œwiat. Cena ropy naftowej w tzw. koszyku OPEC
(œrednia cena 11 gatunków ropy) na pocz¹tku 2005 r. wynosi³a 37,24 USD za bary³kê i powoli ros³a a¿ do pozio-mu 53,71 USD w dniu 30.12.2005 r. Zupe³nie inaczej noto-wania kszta³towa³y siê w 2006 r. Na ryc. 1 przedstawiono 365 Przegl¹d Geologiczny, vol. 55, nr 5, 2007
WIADOMOŒCI GOSPODARCZE
*ul. Czerniakowska 28 B m. 19, 00-714 Warszawa; jpzagor-ski@sasiedzi.pl
zestawienie cen 4 gatunków ropy: koszyk OPEC, West Texas Intermediate, Brent i Ural. Ceny na pocz¹tku i na koñcu roku by³y zbli¿one, ale pomiêdzy tymi datami nastê-powa³y okresy bardzo powa¿nych podwy¿ek i spadków. Skrajne wartoœci dla koszyka OPEC to 56,65 USD w dniu 24 lutego i 55,15 USD w dniu 3 listopada oraz 69,65 USD w dniu 5 maja i 74,58 USD w dniu 11 sierpnia ub. roku. Jeszcze dro¿sza w sierpniu by³a ropa Brent — a¿ 77,33 USD za bary³kê. Niektóre skoki cen mo¿na wi¹zaæ z wyda-rzeniami politycznymi, np. z pocz¹tkiem ofensywy Izraela w Strefie Gazy pod koniec czerwca, awari¹ ruroci¹gu trans-alaskañskiego, która spowodowa³a zmniejszenie wydoby-cia ropy z zespo³u z³ó¿ Prudhoe Bay o po³owê czy z zao-strzeniem œrodków bezpieczeñstwa w samolotach po wykryciu nowych siatek terrorystycznych na pocz¹tku sierpnia. Jednak przewa¿nie skoki cen s¹ skutkiem zmian popytu i poda¿y. Na wykresie widaæ te¿, ¿e cena ropy Ural, podstawowego surowca polskich rafinerii, doœæ dok³adnie odwzorowuje krzyw¹ odpowiadaj¹c¹ koszykowi OPEC z t¹ ró¿nic¹, ¿e jest œrednio tañsza o 2 USD od koszyka OPEC.
Norwegia. Po pozytywnym wyniku wiercenia
Torne-rose na Morzu Barentsa (Prz. Geol., nr 12/2006, str. 1032) nadesz³a wiadomoœæ o objawach ropy i gazu w otworze 7125/4-1, zlokalizowanym w strefie obiektu strukturalne-go Nucula. Wiercenie zakoñczono w utworach dolnestrukturalne-go triasu na g³êbokoœci 1592 m. Obecnoœæ wêglowodorów stwierdzono w formacjach Kobbe (trias œrodkowy) i Real-grunnen (trias górny). W dalszym ci¹gu w otworze pro-wadzone s¹ pomiary i badania, w nastêpnej kolejnoœci
wykonany zostanie test produkcyjny, który okreœli, czy akumulacja ma znaczenie przemys³owe. Odkrycie Nu-cula znajduje siê ok. 110 km od z³o¿a Goliath. Operato-rem koncesji jest Norsk Hydro.
Do Ministerstwa Energii i Ropy Naftowej wp³yn¹³ pro-jekt budowy gazoci¹gu Nordic biegn¹cego od terminalu w Karsto na wybrze¿u Morza Pó³nocnego przez Szwecjê do Danii. Gazoci¹g o d³ugoœci 730 km bêdzie
transporto-wa³ 3 mld m3gazu rocznie. Pocz¹tkowy odcinek,
dostar-czaj¹cy gaz do przemys³owego regionu Grenland we wschodniej Norwegii, bêdzie mia³ œrednicê 600 mm, drugi odcinek o œrednicy 460 mm dotrze do Szwecji. Po³¹czenie z Dani¹ zapewni istniej¹cy gazoci¹g. Inicjatorem projektu gazoci¹gu Nordic jest norweski operator sieci gazowni-czych Gassco. Studium wykonalnoœci zosta³o opracowane przy wspó³udziale 14 firm norweskich, szwedzkich i duñskich z sektora przemys³owego i energetycznego, zain-teresowanych popraw¹ zaopatrzenia w gaz ziemny. Gassco planuje rozpoczêcie budowy w 2009 r. i zakoñczenie jej — w 2011 r. Koszt inwestycji wyniesie 1,6 mld .
Niemcy. Koncern RWE Energy AG zamierza zbudowaæ
560-kilometrowy gazoci¹g, ³¹cz¹cy sieæ gazoci¹gów czeskich z systemem niemieckim i belgijskim w celu zmniejszenia uzale¿nienia od dostaw z Rosji. Trasa projektowanego gazoci¹gu biegnie od miejscowoœci Sayda w Saksonii przy granicy czeskiej przez Lipsk, Halle, Kassel, Getyngê, Wer-ne, Dortmund, Akwizgran do Eynatten w Belgii.
Planowa-na zdolnoϾ przepustowa wyniesie 5 mld m3gazu rocznie,
koszt inwestycji oblicza siê na 1 mld . Gaz t³oczony tym ruroci¹giem mo¿e pochodziæ z terminalu odbiorczego
366
Przegl¹d Geologiczny, vol. 55, nr 5, 2007
CENY ROPY W 2006 R. 50 55 60 65 70 75 80 cena bar y³ki w USD
West Texas Int. Koszyk OPEC Brent 380 Ural 320 2006-11-24 2006-12-08 2006-12-22 2006-11-10 2006-10-27 2006-10-13 2006-09-29 2006-09-15 2006-09-01 2006-08-18 2006-08-04 2006-07-21 2006-07-07 2006-06-09 2006-06-23 2006-05-26 2006-05-12 2006-04-28 2006-04-14 2006-03-31 2006-03-17 2006-03-03 2006-02-17 2006-02-03 2006-01-20 2006-01-06
skroplonego gazu ziemnego na wyspie Krk na Adriatyku u wybrze¿y Chorwacji lub z gazoci¹gu Nabucco. Nowy gazoci¹g ma byæ oddany do u¿ytku w 2011 r. i w tym samym czasie ma byæ ukoñczony terminal na wyspie Krk. Prezes RWE Energy zapowiedzia³, ¿e zwróci siê do nie-mieckiej Federalnej Agencji Sieci Ruroci¹gów i do Komi-sji Europejskiej o wy³¹czenie projektu ze standardowej procedury zatwierdzania, w celu przyspieszenia jego reali-zacji.
Bu³garia. Podpisanie 7 lutego br. umowy o budowie
ruroci¹gu do transportu ropy naftowej z bu³garskiego portu Burgas do Grecji oznacza, ¿e przygotowywana od lat inwe-stycja wejdzie w stadium realizacji. Porozumienie podpi-sali: rosyjski wiceminister przemys³u i energii A. De-mentiew, bu³garski wiceminister rozwoju regionalnego i ro-bót publicznych K. Rogaczew i grecki sekretarz stanu w Mi-nisterstwie Rozwoju N. Stefanou. Koszt budowy 280-kilo-metrowego ruroci¹gu, dochodz¹cego do greckiego portu Aleksandrupoli nad Morzem Trackim i obliczonego na transport pocz¹tkowo 35 mln t ropy rocznie, a póŸniej 50 mln t, szacuje siê na 750 mln do 1 mld . Ropa do Burgas bêdzie dostarczana tankowcami z terminalu w Noworo-syjsku. W konsorcjum buduj¹cym ruroci¹g 51% udzia³ów bêdzie mieæ Rosja, pozosta³¹ czêœæ obejm¹ Bulgargaz,
Hellenic Petroleum i TNK-BP.
Drugim wa¿nym szlakiem eksportowym ropy z Rosji i Kazachstanu ma byæ ruroci¹g z Burgas przez Macedoniê do albañskiego portu Vlorë na Adriatyku, o zdolnoœci prze-sy³owej blisko 40 mln t ropy rocznie. Wstêpna umowa dotycz¹ca tego przedsiêwziêcia zosta³a podpisana na pocz¹tku lutego br. przez premierów Albanii, Bu³garii i Ma-cedonii. Realizacj¹ inwestycji ma siê zaj¹æ konsorcjum AMBO (Albanian Macedonian Bulgarian Oil Corp.), ale zainteresowanie udzia³em w niej wyrazi³y te¿ koncerny
ExxonMobil, ChevronTexaco i British Petroleum. Koszt
budowy 900-kilometrowego ruroci¹gu oblicza siê na 920 mln i ma on byæ ukoñczony w ci¹gu 3–4 lat. Udzia³ finansowy w wysokoœci 700 mln zapowiedzia³a amery-kañska agencja rozwoju Overseas Private Investment
Cor-poration, tak¿e Unia Europejska popiera budowê nowego
po³¹czenia. Projekt ten ma d³ug¹ historiê, powsta³ w 1994 r., ale by³ wielokrotnie zawieszany wskutek niepewnoœci, czy jest wystarczaj¹co du¿e zapotrzebowanie na ropê naftow¹ w krajach uczestnicz¹cych w inwestycji.
Turcja. Zawarcie porozumienia pomiêdzy Egiptem,
Libanem i Cyprem o rozgraniczeniu sektorów ekonomicz-nych na Morzu Œródziemnym wywo³a³o protesty tureckie-go ministra spraw zagranicznych. Oœwiadczy³ on, ¿e narusza to interesy Turków cypryjskich, a wszystkie kon-cesje na prowadzenie prac poszukiwawczych na wodach wokó³ Cypru bêd¹ uznane za niewa¿ne. Wyspa od 1975 r. podzielona jest na czêœæ po³udniow¹ — greck¹ (Republika
Cypryjska) i pó³nocn¹ — tureck¹ (Republika Tureckiego Cypru Pó³nocnego), przy czym tylko ta pierwsza jest uzna-wana na forum miêdzynarodowym. Umowa o wyznacze-niu sektorów by³a konieczna, poniewa¿ niebawem Liban rozpoczyna pierwsz¹ rundê przetargow¹ obejmuj¹c¹ 12 bloków poszukiwawczych.
Gazohydraty. Wykonane w 2004 r. wiercenie Hot Ice
na Alasce zakoñczy³o siê niepowodzeniem. Zarejestrowa-no doœæ intensywne objawy gazu ziemnego, natomiast nie stwierdzono wystêpowania gazohydratów. Kolejn¹ prób¹ zbadania tego zagadnienia jest wiercenie Milne, zlokalizo-wane w pobli¿u z³o¿a ropy Milne Point, na potencjalnej akumulacji gazohydratów, wyznaczonej na podstawie badañ sejsmicznych i wyników modelowania z³o¿owego. G³êbokoœæ otworu osi¹gnê³a 914 m, przewiercono forma-cjê Sagavanirktok (eocen-oligocen). Najwa¿niejszym efektem by³o uzyskanie 131 m rdzeni z gazohydratami. Bêd¹ one teraz analizowane w laboratoriach uczest-nicz¹cych w programie badañ gazohydratów na obszarze North Slope prowadzonym przez British Petroleum Alaska
Inc. przy wspó³pracy Departamentu Energii i S³u¿by
Geo-logicznej USA. Jest to pierwszy sukces w poszukiwaniach gazohydratów na Alasce. Program bêdzie kontynuowany i przewiduje tak¿e próbn¹ eksploatacjê gazohydratów.
Wyniki badañ gazohydratów w niecce Nankai w Ja-ponii (Prz. Geol., nr 3/2006, str. 203) by³y na tyle zachê-caj¹ce, ¿e Ministerstwo Gospodarki, Handlu i Przemys³u uzna³o gazohydraty za wa¿ny i istotny element w progra-mie wprowadzenia i wykorzystania nowych Ÿróde³ ener-gii. W zwi¹zku z tym rozszerzony zostanie zakres poszukiwañ gazohydratów na wodach przybrze¿nych. Pañstwowa firma JOGMEC (Japan Oil, Gas & Metals
Corp.) przeprowadzi rozpoznanie obszaru o powierzchni
5000 km2
. Równoczeœnie Japonia weŸmie udzia³ w pro-jekcie obejmuj¹cym kolejne wiercenie poszukiwawcze i próbn¹ eksploatacjê gazohydratów w Kanadzie za ko³em polarnym w warunkach wiecznej zmarzliny. Jeœli rezultaty bêd¹ pozytywne, JOGMEC zamierza roz-pocz¹æ próbn¹ eksploatacjê gazohydratów na Pacyfiku w 2009 r., a wydobycie w skali przemys³owej mo¿e siê zacz¹æ w 2017 r.
Agencja rz¹dowa JAMSTEC (Japan Agency for
Marine-Earth Science and Technology) szacuje
geolo-giczne zasoby gazu zawartego w gazohydratach w
niec-ce Nankai na 1,1 bln m3
— iloœæ wystarczaj¹c¹ na pokrycie krajowego zapotrzebowania na okres 100 lat przy obecnym poziomie zu¿ycia. £¹czne zasoby na wodach wokó³ wysp japoñskich JAMSTEC ocenia siê na
7 bln m3
gazu.
ród³a: BBC, Hart’s E&P, Falcon Oil & Gas, Norsk Hydro, Offshore, Oil&Gas Journal, PGNiG, Upstream, World Oil
367 Przegl¹d Geologiczny, vol. 55, nr 5, 2007
